Loughborough University Institutional Repository

Dynamic analysis of wind power integration into the Northern Interconnected Power System of Chile This item was submitted to Loughborough University's Institutional Repository by the/an author.

Citation: VALLEJOS, M. ...

et al., 2015.

Dynamic analysis of wind power

integration into the Northern Interconnected Power System of Chile. IN: Proceedings of 2015 IEEE Chilean Conference on Electrical, Electronics Engineering, Information and Communication Technologies (ChileCon 2015), Santiago, Chile, 28-30 October 2015, pp.641-647.

Additional Information:

c 2015 IEEE. Personal use of this material is permitted. •

Permission from

IEEE must be obtained for all other uses, in any current or future media, including reprinting/republishing this material for advertising or promotional purposes, creating new collective works, for resale or redistribution to servers or lists, or reuse of any copyrighted component of this work in other works.

Metadata Record: https://dspace.lboro.ac.uk/2134/21532 Version: Accepted for publication Publisher:

c

IEEE

Rights: This work is made available according to the conditions of the Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International (CC BYNC-ND 4.0) licence. Full details of this licence are available at: https://creativecommons.org/licenses/bync-nd/4.0/

Please cite the published version.

641

Dynamic Analysis of Wind power integration into the Northern Interconnected Power System of Chile Mauricio Vallejos, Marcelo Cortés-Carmona, Member, IEEE, Francisco González-Longatt, Edward Fuentealba

Abstract— Energy policy of Chile establishes that by 2025, at least 20% of the annually generated energy must come from renewable energy sources. In this context, many projects of solar and wind farms have been presented for connection in ten Chilean electrical systems. The aim of this study is to evaluate the transient behavior of the Northern Interconnected System (SING) regarding the high levels of integration of wind generation. The behavior of the most important wind farms under construction and / or approved for construction is analyzed. A comparative study of the technologies of fixed speed, doubly fed and full converter is carried out in two points of the system employing software for electrical system analysis, DigSILENT. The main results show that technologies of fixed speed and doubly fed have a better response in the voltage and reactive power variables, meanwhile the angle and reactive power performs better in a full converter technology. Index Terms—— Energy conversion, Power system dynamics, Power system simulation, Wind energy integration,

I. INTRODUCCIÓN La generación de electricidad mediante energías renovables se expande velozmente, y se espera que supere al gas natural y que doble a la energía nuclear hacia el año 2016, convirtiéndose en la segunda fuente más importante a nivel mundial, después del carbón [1]. Se estima que al año 2018 la generación de electricidad mediante energías renovables, a nivel global, alcanzará un 25% de la generación bruta. La capacidad de generación de electricidad mediante energía eólica en todo el mundo alcanzó, el año 2012, los 282.275 [MW], de los cuales 44.609 [MW] fueron instalados en el 2012 [2]. De estos 44.609 [MW] instalados el 2012, Asia, representó la mayor parte de las nuevas instalaciones (36,3 %), seguida de América del Norte (31,3 %) y Europa (27,5 %), América Latina un 3,9% y Australia / Oceanía un 0,8 %, África por su This work was supported in part by Education Ministry of Chile Grant PMI ANT 1201 as well as CONICYT/FONDAP/15110019 “Solar Energy Research Center” SERC-Chile. Marcelo Cortés-Carmona, Mauricio Vallejos, y Edward Fuentealba, están con la Universidad de Antofagasta, Facultad de Ingeniería, Departamento de Ingeniería Eléctrica, Antofagasta, Chile, Tlf. +56-55-2637475, E-mail: [email protected], [email protected], [email protected], Francisco González-Longatt está con Loughborouh University, School of Electronic, Electrical and Systems Engineering W2.63, Loughborough, LE11 3TU, United Kingdom +44(0)150 9227061, E-mail: [email protected].

parte, sólo contribuyó en un (0,2 %) y sigue siendo un mercado pequeño para la energía eólica. La Asociación Mundial de Energía Eólica (WWEA, World Wind Energy Association) espera una capacidad global de más de 500.000 [MW] para el año 2016 y alrededor de 1.000.000 [MW] hacia el año 2020. El año 2012 América Latina y Europa del Este fueron las regiones del mundo con las mayores tasas de crecimiento, donde cuatro países de América Latina mostraron un alto crecimiento: Argentina con un 80%, Brasil con 75%, Nicaragua con 62% y México con un crecimiento del 45% mostraron los mayores crecimientos en la región. Chile presentó en el año 2014 una producción bruta de energía eléctrica de 69.897 [GWh], de los cuales 1.411 [GWh] (2.0%) fueron generados mediante el uso de energía eólica [3]. El presente trabajo tiene por objeto evaluar la respuesta del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) ante la integración de parques eólicos para diferentes tecnologías, tamaños y ubicaciones. El artículo se ha organizado de la siguiente manera; En la sección II se presentan las tecnologías utilizaras para producir energía eléctrica a partir del viento, En la sección III se valida el modelo de generador que se utilizará con la tecnología convertidor completo. En la sección IV se describe el SING y los proyectos eólicos que se analizarán, En la sección V se presentan los resultados de los casos analizados, y finalmente en la sección VI se entregan las conclusiones y sugerencias para futuros trabajos. II. TECNOLOGÍAS UTILIZADAS EN TURBINAS EÓLICAS A. Generadores eólicos de velocidad fija La tecnología eólica más simple que se utiliza para producción de energía es la denominada de velocidad fija (FSWT, Fixed speed wind turbine). El convertidor FSWT, está compuesto por un generador de inducción, el cual gira a velocidad fija gracias a una caja de engranajes que transforma la velocidad de giro de las aspas a la velocidad necesaria en el rotor para generar energía a la frecuencia de la red, e inyectarla directamente a esta. La Fig. 1, muestra un diagrama de esta turbina. Como es sabido, la operación de una máquina de inducción como generador demanda potencia reactiva, la cual debe suministrarse mediante bancos de condensadores, o desde la misma red. Adicionalmente, este tipo de convertidores requiere una compensación de reactivos para enfrentar las

642 variaciones de tensión en el Punto de Conexióón (PCC), la cual generalmente alcanza un 30% de la capacidadd del parque [4].

considerar este tipo de generado ores en el estudio de la tecnología FCWT. La principal ventaja del converrtidor FCTW radica en el desacoplo entre la red y el generador, g gracias a los convertidores conectados en caascada, lo cual permite minimizar los efectos de una falla en e la red y su propagación al generador, y por lo tanto, proporrciona una mejor respuesta ante fallas [6]. En general, un geneerador eólico FCWT tiene una configuración como se muestra en la Fig. 3.

Fig. 1: Estructura general de un convertidor FSWT.

Este tipo de sistemas presenta limitacionnes debido a que para su operación requiere velocidades de vieento dentro de un rango limitado, y no puede inyectar potenccia reactiva para caídas de tensión en el PCC. B. Generadores eólicos doblemente alimenntados Los convertidores de velocidad variaable doblemente alimentados (DFIG, Double Feeded Inducction Generator), como el que se muestra en la Fig. 2, utilizann un generador de inducción de rotor bobinado, cuyos ddevanados están conectados, en el caso del estator, directaamente a la red, mientras que el rotor se conecta a la rred mediante un convertidor “back-to-back” basado en IGBTS’s. El convertidor del lado del rotor regula las pootencias activa y reactiva inyectadas a la red, mientras quue el convertidor conectado a la red controla la tensión en la bbarra de corriente continua.

Fig. 3 : Estructura general de un convertidor FCWT F .

La función del convertidor conecctado al generador es la de regular la velocidad y po otencia del generador. Alternativamente este convertidor puede ser utilizado para controlar la tensión en el enlace DC.. La estrategia de control de este convertidor dependerá del tipo de generador utilizado y sus características. Este generalmente se realiza mediante técnicas de modulación ulation), en las cuales el eje vectorial SVM (Space Vector Modu directo está alineado con el flujo rotacional del estator. va y reactiva se realiza a El control de las potencias activ través del convertidor del lado de la l red, el cual proporciona una mayor flexibilidad de proveerr potencia activa a la red sobre todo durante fallas. El relativo o desacople existente entre el control de potencias activa y reeactiva da paso a distintas estrategias de control con cierto grad do de independencia [6]. III. MODELOS DE GENERADOR PARA P UN CONVERTIDOR COMPLETO O

Fig. 2 : Estructura general de un convertidor DFIG.

C. Generadores eólicos con convertidor coompleto Por su parte, la tecnología de convertiidores completos (FCWT, Full Converter Wind Turbine), se puede utilizar ya sea con: generadores asincrónicos o sincróónicos de imanes permanentes en los modelos con caja de enngranajes y/o con generadores sincrónicos de polos salienntes (GSPS) o generadores sincrónicos de imanes permaneentes (GSIP) para los modelos sin caja de engranajes [5]. El gennerador de imanes permanentes presenta una serie de ventaajas técnicas en términos de mantenimiento, tamaño y reducción de costos al no necesitar engranajes, razones por las cuaales es de interés

Una de las principales caracteerísticas de la tecnología FCWT son los convertidores en cascada c que desacoplan al generador de la red, lo cual protegee al generador de cualquier evento producido en ésta. Para este estudio e se busca analizar el comportamiento de la tecnolog gía FCWT con GSIP. Actualmente el software de modeelamiento DigSILENT no cuenta con un modelo específfico para este tipo de generadores, sin embargo, algun nos autores [7], [8] han concebido métodos de control de la excitación, AVR d manera de emular el (Automatic Voltage Regulator), de comportamiento de un GSIP en el so oftware [8]. Considerando este hecho, se reallizaron simulaciones en el SING utilizando el modelo de control de la corriente E sistema SING, posee un excitación propuesto en [8], [9]. El gran número de elementos y contrroladores, por lo que para lograr la convergencia se requirió uttilizar pazos de integración muy pequeños, lo cual genera tiempos de simulación

643 demasiado elevados e inestabilidad en algunnos controladores de la base de datos existente. Una forma de superar el problema definiido en el párrafo anterior es considerar lo propuesto por A Achilles [7]. Este investigador prueba en sus estudios que exxiste una relativa equivalencia entre las componentes que se eencuentran aguas arriba del inversor y una fuente de corrieente, por lo que concluye que la naturaleza del generador no implica una diferencia para las variables eléctricas vistas desde el lado de la red ante la ocurrencia de una perturbaciónn aguas debajo de los terminales del inversor. Para corroborar esto, se realizó la com mparación de la respuesta de ambos tipos de control. En primeer lugar se simula un GSPS con un AVR genérico, y en segunddo lugar se emula un GSIP mediante la utilización de un GSPS excitado mediante un AVR que mantiene la corriennte de excitación constante. Se modelaron dos parques eólicos conecctados a una red externa representada por una fuente de tensiión. Cada parque consta de 30 aerogeneradores de 1,5 M MVA cada uno, completando un total de 45 MVA. El parquue N°1 emula el generador sincrónico de imanes permanentes. El parque N°2 está modelado con un generador sincrónico dde polos salientes. Se simula una falla correspondiente a un cortoocircuito trifásico en el punto de conexión de ambos parques enn t=0[s], la cual es despejada luego de 150 [ms]. Tal como se indica en [9], la diferencia enn los modelos de las excitaciones de ambas máquinas, no se vve reflejada en el comportamiento de las variables eléctricaas de salida del inversor hacia la red, (Potencia activa y rreactiva, voltajes, velocidad y ángulos). En efecto, la Fig. 4 m muestra que para ambos modelos las variables potencia activa, potencia reactiva y tensión tienen exactamente la misma respuuesta para ambos modelos.

Fig. 4: Respuesta de las variables eléctricas en el lado de la red.

Bajo el enfoque de este estudio, el cuall se centra en el comportamiento e interacción del convertidorr eólico con la red ante perturbaciones en el PCC, y en vista dde los resultados observados en este apartado, se consideraránn equivalentes las respuestas tanto en parques modelados con G GSPS como para aquellos con GSIP en generadores del tipoo FCWT. Por lo tanto, las simulaciones para el convertidor FC CWT se realizarán con GSPS.

ÓN EÓLICA EN EL SING IV. INTEGRACIÓN DE GENERACIÓ

El Sistema Interconectado del Norte N Grande, abastece la zona norte de Chile, desde Arica y Parinacota por el norte hasta la localidad de Coloso en el límite sur de Antofagasta. Este sistema representa aproximaadamente el 27% de la capacidad instalada total en el país,, atendiendo el 7,5% de la población nacional. Su generación es e principalmente orientada a satisfacer el consumo de la industrria minera. En la matriz de generación del SING la principal fuente de energía es de origen térmica y utiliza como energía primaria: Carbón, Gas Natural Licuado (GN NL), Diesel y Fuel Oil. La capacidad instalada del sistema para p el año 2013 era de 4.607,72 MW. Por otra parte, se tiene que la generación bruta del 2013 fue 17,236 TWh/año, de los cuales 1,355 TWh/año fueron empleados en consumos pro opios y 0,468 TWh/años se consumieron en pérdidas de transm misión. Así, la generación neta entregada en barra a los consumidores c fue 15,414 TWh/año [9]. El mismo año 2013 se tiene que la generación bruta máxima fue 2,226 GW, mientras m que la demanda máxima fue 2,060 GW. Por lo tanto o, el Factor de Carga de la demanda es 85,4 %. El mayor volumen de energía deel SING es consumido por las grandes compañías mineraas, principales clientes industriales del sistema, esta caraccterística junto al elevado factor de carga, hacen del SING un u sistema muy particular, debido a que habitualmente los sistemas eléctricos tienen un factor de carga que ronda el 60%, con una alta participación de clientes regulados (60%), como o es el caso del Sistema Interconectado Central, el cual abasstece la zona comprendida entre Taltal por el norte y la isla gran nde de Chiloé por el sur. A partir de la promulgación de la Ley N° 20.257 [10] el año 2009, la cual obliga a las empresass generadoras dependientes de combustibles fósiles, a cumplir con el requisito de que al menos un 10% de su producción debe d provenir de Energía Renovable No Convencional (ER RNC), se produjo que en Chile, entre los años 2009 y 2012 2 se han presentado para evaluación ambiental cerca de 50 proyectos de generación eléctrica mediante energía eólica. Esta E ley fue posteriormente modificada mediante la reciente Leey N° 20.698 [11], la cual modifica la meta de un 10% de prod ducción mediante ERNC a un 20% al año 2025. De este modo, en el SING se han presentado para evaluación ambiental, desde el año 2009 a la fecha, los nueve proyectos eólicos que se señalan en n la Tabla 1. Al inicio de este estudio el parque eólico Valle V de los Vientos se encontraba en etapa de construcció ón, para, finalmente entrar en operación comercial el 21 de marrzo de 2014. Basándose en la información en ntregada por las empresas propietarias de los proyectos, se aprecia a que en la zona de Calama se concentra gran cantidad d de proyectos, los cuales tendrían un punto de conexión al SIING en la S/E Calama. En este escenario, resulta interesante analizar a el comportamiento de las tecnologías dominantes en generación eólica al concentrarse un alto nivel de este tiipo de plantas en un punto común del sistema.

644 TABLA 1: PROYECTOS EÓLICOS PRESENTADOS PARA EVA ALUACIÓN AMBIENTAL EN EL SING.

Proyecto

Fecha de presentación

Parque eólico Sierra Gorda Este Parque eólico Tchamma Parque eólico Calama B Parque eólico Andes Wind Park Parque eólico Calama A Parque eólico Loa Parque eólico Calama Parque eólico Ckani Parque eólico Valle de los vientos

20-12-2013 18-12-2013 10-09-2012 24-07-2012 22-06-2012 30-05-2012 07-06-2011 04-05-2011 16-04-2009

Poten ncia installada [MW W] 1668 2773 755 655 1008 5228 1228 2440 999

Estado En calificación En calificación Aprobado Aprobado Aprobado Aprobado Aprobado Aprobado Aprobado

El proyecto parque eólico “Valle de los vientos” se compone de 45 turbinas de entre 2,1 y 2,33 MW cada una, teniendo un factor de planta esperado de 31% %. Se proyectó en un principio que el Parque Eólico entre en serrvicio a mediados del año 2012, sin embargo, su operación com mercial se inició el 27 de marzo de 2014. El punto de conexión contemplado para el Parque Eólico es la barra existente de 110 kV de la S/E Calam ma, a través de una línea de transmisión de aproximadamente 13,2 km que une la mencionada barra con la subestación elevaddora de Valle de los Vientos. El Parque eólico Calama se proyecta coon una capacidad instalada de 128 [MW]. La conexión de este parque se realizaría en la barra de 110 kV de la sub estación Calama, mediante una línea de transmisión de 28,5 [Km]. La Fig. 5 muestra el esquema de conexión de ambos parques a la S/E Calama.

Fig. 5: Esquema de conexión parques eólicos Valle de los Vientos y Calama.

El parque eólico Loa I se ubica entre las comunas de María Elena y Tocopilla, consta de dos etapas idéntiicas denominadas Loa I y Loa II, ambas de 264 MW. Para la conexión de este parque se supuso una conexión directa a la ampliación de la Línea Crucero – Lagunas 220 kV, proyectadaa por la dirección de obras del CDEC, mediante una subestacción denominada “Quillagua”. La conexión de cualquier unidad generadoora al SING, está sujeta a los requerimientos técnicos im mpuestos por la Comisión Nacional de Energía (CNE), meediante la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (N NTSyCS) [12]. En lo referente a parques eólicos, y la respuesta de los niveles de tensión ante fallas producidass en la red de transmisión, la normativa señala específiccamente que, las unidades de un parque eólico deberán ser diseñadas de modo

de asegurar que el parque se manteenga en servicio cuando la tensión en el PCC varíe, a conseccuencia de una falla en el sistema, dentro de la zona achurada de la Fig. 6. Adicionalmente, se deberá verificcar que, operando el parque a plena carga y ante la ocurrencia de d un cortocircuito bifásico a tierra en uno de los circuitos del Sistema de Transmisión al cual se conecta el parque, la ab bsorción neta de potencia reactiva deberá ser nula en tanto la tensión en el punto de conexión se mantenga bajo los 0.9 pu, p a excepción del período comprendido entre el tiempo máximo de despeje de la falla (TMDF) y los 30 ms posteriores a éste, periodo en el cual la absorción neta de potencia reactiv va del parque no deberá superar el 30% de la potencia nomin nal de éste.

Fig. 6: Requerimientos de tensión ante fallas según NTSyCS.

Donde: T1 = 0 [ms], Tiempo de inicio de la falla. T2= TMDF1 T3 = T2+20 [ms] T4 = 1000 [ms] Los requerimientos para generad dores eólicos en Chile, en general, son una adaptación de la normativa n alemana, y esta, en general, no dista significativameente de los requerimientos técnicos impuestos en otros paísses con altos niveles de generación eólica, en los que se busca proveer a las centrales eólicas con las capacidades de conttrol y regulación existentes en las plantas convencionales, dee modo de asegurar una operación segura, confiabilidad y económica e de los sistemas de potencia [13]. V. RESULTA ADOS Se evaluó el efecto en el compo ortamiento dinámico en el PCC de los parques eólicos señalaados en la sección IV. El análisis del comportamiento dinám mico del sistema se realiza mediante simulaciones en el softtware DigSILENT Power Factory. Estas simulaciones se realizaron escalando los modelos de los respectivos convertid dores eólicos para alcanzar la potencia del parque completo, deebido a que este estudio se centra en la interacción entre el paarque y la red, y no en los efectos al interior del parque, los reesultados del escalamiento no incide en mayores errores entre lo os modelos [14]. En cada uno de los casos analizados a se analiza el comportamiento dinámico de los parques eólicos ante un

645 cortocircuito bifásico a tierra producido en t=1 [s], con una reactancia a tierra de 50 [Ohm] y un tiempo dde despeje de 100 [ms] en el PCC. A. Parque eólico Loa El proyecto Loa es el de mayor tamaño prroyectado para el SING. El parque está programado para coonstruirse en dos etapas 256 MW cada una. En este trabajoo se simula una perturbación conforme a lo definido en el párrrafo anterior para la primera etapa, es decir, un parque de 2566 MW. La Fig. 7 muestra la respuesta de la potencia activva para las tres tecnologías. En estas se observa que el tiempoo de recuperación para la tecnología FCWT en menor que las ottras tecnologías.

según el tipo de tecnología, dondee se aprecia que el parque modelado con generador de inducciión doblemente alimentado tiene una respuesta mucho mejor respecto a las otras s capacidad de control de tecnologías, esto principalmente, a su la inyección de potencia reactiva, en lo cual el generador FCWT se encuentra en desventajaa, tal como se refleja en la Fig. 9.

Fig. 9: Frecuencia en la red en parque eólico Loa I.

Fig. 7: Potencia activa inyectada a la red en parque eólicoo Loa I.

Una situación similar ocurre en la respuesta de la frecuencia que se aprecia en la Fig. 8, dondde al modelar los parques mediante FSWT las oscilaciones se presentan de forma más prolongada, con DFIG, las oscilacciones tienen una menor duración, pero valores peak máás pronunciados, mientras que al modelar los parques con FCWT las fluctuaciones en la frecuencia son más acottadas y de menor intensidad.

B. Análisis conjunto de parque Valle V de los Vientos y Calama En este caso se analiza una falla para p el caso en que operan en barras cercanas en Calama los proyectos Valle de los vientos y Calama. En este contexto o, los análisis se centrarán en el comportamiento dinámico deel parque eólico, donde se verificará el cumplimiento de los requerimientos r normativos especificados en la NTSyCS [12]. En la Fig. 10 se muestra el compo ortamiento dinámico de las tensiones en los puntos de conexión n de cada parque al sistema interconectado para los tres tipos dee tecnologías evaluadas en este estudio, donde, desde arriba haacia abajo, se muestran las respuestas de los parques modelaados con FSWT, DFIG y FCWT.

Fig. 10: Respuesta de la tensión en los PCC proyectos p Valle de los Vientos y Calama. Fig. 8: Frecuencia en la red en parque eólico Loa I.

Por otra parte, la tensión se recupera paara los tres casos dentro de los tiempos establecidos por las norrma chilena y por normas internacionales, estos tiempos de reccuperación varían

Las simulaciones revelan que las tensiones en ambos parques se recuperan dentro de los tiempos t establecidos por la normativa para los casos en que el parque esta modelado mediante las tecnologías FSWT y DFIG, estos tiempos de

646 recuperación varían levemente según el tipo dde tecnología. Por su parte el FCWT no es capaz de recupperar los niveles nominales de tensión, siendo, según los requuerimientos de la norma chilena, necesaria la desconexión del parque que presenta la falla, en este caso, el parque eólicoo Calama. Esto se aprecia en la Fig. 10, donde la gráfica iinferior, presenta niveles de tensión para el Parque Eólico Caalama (PEC) bajo los 0.7 [p.u], mientras que el parque eólicco Valle de los Vientos presenta niveles de tensión en el puntto de conexión en el límite permitido por la norma, siendo especcíficamente 0.808 [p.u]. En lo que corresponde a la potencia reactivva inyectada hacia la red se aprecia que durante el período que see sostiene la falla, para el caso de un modelamiento mediante F FSWT, el parque Valle de los vientos absorbe potencia reactivaa, potencia la cual supera levemente los límites establecidos ppor la normativa. Por su parte al modelar el parque mediante F FCWT, el parque Valle de los vientos retoma la operación norrmal, en términos de potencia reactiva, mientras que el parque Calama no puede recuperar la potencia nominal. La Fig. 11 presenta los resultados de las simulaciones para la potenciia reactiva.

Al modelar los parques mediante la l tecnología de velocidad fija, estos presentan mayores difi ficultades en recuperar la potencia de consigna, aunque siem mpre dentro de los límites permitidos por la norma, en ambos parques. p VI. CONCLUSIONES En este estudio se ha analizado el comportamiento dinámico del SING ante la presencia de paarques eólicos de distinta tamaño y con distintos puntos de conexión De estos análisis se ha podido concluir que la tecnolo ogía FCWT presenta una mejor respuesta en la recuperación de d los niveles de frecuencia y potencia activa inyectada a laa red. Por otra parte, la tecnología DFIG tiene en generall una mejor respuesta en voltaje y potencia reactiva. Esta mej ejor respuesta se manifiesta en un menor tiempo de oscilación. Para el caso en que dos parques se conectan a la misma barra, la tecnología FCWT presenta deficiencias al no poder mantener m la tensión en el PCC dentro de los márgenes estab blecidos por la normativa, por lo cual debe salir de operación según s lo establece la norma técnica. Futuras investigaciones en este campo podrían incorporar el estudio de la compensación de reactivos para parques del tipo FCWT, así como lo os controladores asociados a esta tecnología, de modo de dessarrollar una estrategia de control adecuada para casos en que q más de un parque se conecte a un mismo punto de un sisttema de transmisión. VII. AGRADECIM MIENTOS Los autores agradecen el apoyo fin nanciero provistos por los proyectos PMI ANT 1201 del Ministerio de Educación, como así mismo del proyecto CONICY YT/ FONDAP/ 15110019 “Solar Energy Research Center” SER RC-Chile.

Fig. 11: Respuesta de la potencia reactiva en los PCC prooyectos Valle de los Vientos y Calama.

La Fig. 12 muestra las respuestas en térm minos de potencia activa inyectada a la red, En esta figuraas se aprecia un comportamiento estable en el parque modelado mediante FCWT, mientras que el parque DFIG presenta leves oscilaciones tras el despeje de la falla, aunqque dentro de los rangos admitidos por la normativa.

VIII. REFEREN NCIAS [1] International Energy Agency (EIA), «http://www.iea.org/topics/renewables/,» 23 09 2014. [En línea]. Available: http://www.iea.org/topics/ren newables/. [Último acceso: 23 09 2014]. d Energy Report, Bonn, 2012. [2] World Wind Energy Association, World [3] Comisión Nacional de Energía, «Balan nce Nacional de Energía 2014,» Santiago, 2015. R Palma-Behnke, L. Vargas y M. [4] C. Rahmann, H. Haubrich, A. Moser, R. Salles, «Justified Fault-Ride-Through Requirements R for Wind Turbines in Power Systems,» IEEE Trans. Poweer Syst., vol. 26, nº 3, pp. 15551563, Aug. 2011. Z Chen, R. Teodorescu y F. Lov, [5] C. Z. T. R. Blaabjerg F, F. Blaabjerg, Z. «Power Electronics in Wind Turbine Systems,» de Power Electronics 6. IPEMC 2006. CES/IEEE 5th and Motion Control Conference, 2006 International, Shanghai, 2006. nd Turbines,» Ph.D. dissertation, [6] A. Perdana, «Dynamic Models of Win Chalmers Univ. Technol, Gotteborg, Sw weden, 2008. [7] P. M. Achilles S, «Direct Drive Syn nchronous Machine Models for Stability Assesment of Wind Farms,» de d 4th Int. Workshop Large Scale Integration ofWind Power and Transsmission Networks for Offshore Windfarms, Billund, Denmark, Oct. 200 03.

Fig. 12: Respuesta de la potencia activa en los PCC proyeectos Valle de los Vientos y Calama.

[8] F. Gonzalez-Longatt, P. Wall y V. Terzija, «A simplified Model for Dynamic Behavior of Permanent Mag gnet Synchronous Generator for Direct Drive Wind Turbines,» de IEEE Power P Tech, Trondheim, 2011. [9] CDEC-SING, «Anuario y Estadísticas de Operación 2013,» 2013. [En

647 línea]. Available: http://www.cdecsing.cl/html_docs/anuario2013/idiomas/esp/index.html#1/z. [Último acceso: 16 06 2014]. [10] Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, «Ley 20.257, Introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos,» Ministerio de Economía, Santiago, 2008. [11] Ministerio de Energía, «Ley 20.698, Propicia Ampliación de la Matriz Energética.,» Ministerio de Energía, Santiago, 2013. [12] Comisión Nacional de Energía, «Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio,» Santiago, 2009. [13] O. Goksu, R. Teodorescu, P. Rodriguez, P. Jansen y L. Helle, «Overwiew of Recent grid Codes for Wind Power Integration,» de 12th International Conference on Optimization of Electrical and Electronic Equipment (OPTIM), 2010. [14] F. Sada, «Aggregate Model of Large Wind Parks for Power System Studies,» Master's Thesis KTU, Stockholm, Sweden, 2011.